книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

где с —сила сцепления горных пород, МПа, с = 0,2—1,4 МПа; е — коэффициент прочности пористых каналов,

расстояния от ближайшей эксплуатационной скважины, м; гс — радиус скважины, м; к —проницаемость породы, мкм2; те, тп — соответственно эффективная и полная пористость.

Ширину щели Z забойного фильтра выбирают из условия

Z =3dl + d2,

где dx, d2 —соответственно размеры самых мелких и самых крупных зерен пластового песка, мм.

В конструкции забоя, представленной на рис. 6.1, з, предуп­ реждение выноса песка достигается путем создания в перфо­ рационных каналах искусственного фильтра из проницаемо­ го тампонажного материала типа Контарен-2. Для этого после перфорации колонны создается вызов притока, отрабатывает­ ся пласт в течение 1—5 сут., проверяется проницаемость плас­ та и закачивается на поглощение тампонажный состав Конта­ рен-2.

Проницаемый полимерный тампонажный материал Конта­ рен-2 разработан во ВНИИКРнефти и включает в свой состав ТС-10, уротропин, наполнитель ШРС-С, получаемый при сов­ местном помоле шлака, руды и соли (хлористого натрия) и вод­ ный раствор едкого натра. Начальная прочность материала на сжатие составляет не менее 6 МПа, а после вымывания из не­ го соли — от 3,5 до 5,0 МПа. Соответственно проницаемость камня равна 0,12—0,20 и 1—5 мкм2.

Вымывание солевого наполнителя осуществляется при про­ качивании через искусственный фильтр водных растворов ПАВ с концентрацией 0,5—0,1% из расчета 1—2 м3 на 1 м интерва­ ла перфорации.

Материал устойчив к воздействию кислот и не разрушает­ ся при температуре до 200 °С.

431

Предельная допустимая депрессия на пласт после креп­ ления призабойной зоны Контареном-2 не должна превы­ шать 3 МПа.

Размеры отверстий для фильтров специальных конструкций

Правильный подбор отверстий для фильтров яв­ ляется важным фактором, обеспечивающим успех эксплуата­ ции скважины, По этому вопросу в литературе имеются сле­ дующие рекомендации.

1.Если в нефтесодержащей породе сумма всех крупных фракций составляет около 10% по весу от всей массы песка, то ширину щели следует брать несколько меньше удвоенного диа­ метра песчинок указанных крупных фракций песка,

2.Ширина щели по Юрену должна быть равной 2,5 диа­ метрам песчинок той фракции, которую имеют в виду пропус­ тить в скважину.

3.Для несцементированного песка с размерами зерен не ме­ нее 0,6 мм диаметр отверстий фильтра должен быть от 4,8 до 6,3 мм с числом отверстий на 1 пог. м равным 400—530.

4.Для несцементированного песка с размерами зерен, про­ ходящих через сито с ячейками 0,3 мм (не проходит 20% по ве­ су), диаметр отверстий фильтра должен быть 2,4—3,4 мм с чис­ лом отверстий на 1 пог. м равным от 800 до 1200.

5.Для рыхлого песка с большим содержанием зерен (от 30 до 50% по весу) размером меньше 0,25 мм ширину щели реко­ мендуется брать равной 0,5 мм.

6.Для рыхлого песка с большим содержанием (до 80% по весу) тонких зерен ширину щели рекомендуется брать 0,38 мм

именьше.

Очевидно, что для правильного подбора размеров отверстий на фильтре необходимо знать гранулометрическую характерис­ тику песка, слагающего данный нефтеносный пласт. Кроме то­ го, при проектировании конструкции скважины предусматри­ вается необходимость производить установку внизу колонны фильтра специальной конструкции. По рекомендации Инсти­ тута нефти Академии наук Азербайджана для условий нефтя­ ных залежей Апшеронского полуострова следует применять

гравийные фильтры.

При подборе размеров гравия для гравийного фильтра (од­ нозернистого или разнозернистого) необходимо, чтобы фильтр предотвращал вынос из нефтеносного пласта всех тех частиц, которые составляют его скелет, и последний, как правило, не должен нарушаться. Это может происходить в том случае, ког­ да из пласта будут выноситься мелкие частицы в количестве,

432

не превышающем 15—25%, а скелет пласта будет оставаться ненарушенным и состоящим из 85—75% (по весу) остающихся фракций песка.

Для бесперебойной работы гравийного фильтра необходи­ мо, чтобы он не подвергался кольматажу, т. е. не засорялся те­ ми частицами породы, которые должны проходить через не­ го. Это условие может быть выражено для нефтесодержащего пласта неравенством вида:

где D —диаметр «крупных» частиц скелета пласта; d —диаметр «мелких» частиц пласта;

т —коэфициент пористости.

Для обеспечения выноса частицы песка диаметром d при практически возможных скоростях движения в порах грун­ тового скелета должна «свободно» разместиться хотя бы одна частица породы. Вводя для этого коэффициент «свободы про­ хода», получим

где т|к — коэффициент «свободы прохода».

Отсюда размер частиц, которые могут быть вынесены филь­ трационным потоком, при соответствующих скоростях будет

(6.12)

Пк

Значение коэффициента цк для малых скоростей фильтра­ ционного потока можно принимать равным от 1,2 до 1,5, а для больших скоростей потока — от 1,1 до 1,25.

При значении коэффициента пористости т, принимаемого равным 0,15, получим

Для продуктивного пласта, состоящего из песка разной круп­ ности, необходимо определить средневзвешенный приведен­ ный диаметр частиц, обязанных составить нерушимый скелет пласта. К таким частицам относятся крупные фракции песка, составляющие по весу не менее 75—85% всего грунта.

В этом случае средневзвешенный приведенный размер час­ тиц, составляющих скелет пласта, можно определить по фор­ муле:

"lA +nZ&2 +njDj +—

И]+и2+и3...

где Du D2, D3 и T . д. — размер частиц, которых в грунте со­ держится соответственно и„ п2, п3и т. д. процентов по весу, при­ чем сумма л, + и2 + и3 + . . . должна быть не менее 75—85%.

Например, для пласта X площади N имеем следующий гра­ нулометрический состав песка в % по весу.

Следовательно, фильтрационным потоком будут выносить­ ся частицы равные или меньше

016

d £ —:—; ^<0,016или 0,02мм, ирит = 0,15. 10

После нахождения диаметра выносимой частицы размер гравия для фильтра определится из соотношения

d

Откуда

dlp= 12 ■d - 2,4мм.

Размеры отверстий на фильтровых трубах должны быть меньше размеров гравия dipдля того, чтобы предотвратить вы­ падение гравия из фильтра. Для подсчитанного случая разме­ ры отверстий на фильтровых трубах можно рекомендовать 2,1—2,2 мм.

6.2. РАСЧЕТ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ

(Calculation of tubing strength)

Усилия, воздействующие на колонну НКТ, главным образом определяются условиями ее эксплуатации.

434

0

Рис. 6.2. Расчетные схемы колонны НКТ:

а —свободно подвешенная на планшайбе; б —в скважине, частично заполненной жид­ костью; в —с устройством для проведения гидропескоструйной перфорации; г —с ис­ пытателем пластов; д —опирающаяся на забой; е —опирающаяся на пакер; L длина колонны НКТ; Н - уровень размещения свободной поверхности жидкости в скважине;

На рис. 6.2 показаны основные расчетные схемы колонн НКТ, которые отображают условия ее эксплуатации в различных тех­ нологических процессах освоения скважин.

Нагрузки, воздействующие на колонну НКТ, и последовательность проведения расчетов

на прочность рассмотрим ниже.

- А - ,

SE Та -w’

6.2.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК НА СВОБОДНО ПОДВЕШЕННУЮ КОЛОННУ НКТ

Определяя площадь сечения труб, значение их внутренне­ го диаметра находят по табл. 6.1.

Для подвешенной колонны труб наибольшее усилие растя­ жения возникает в верхнем сечении. Наибольшее напряжение не должно превышать предел текучести материала труб при рас­ тяжении. Для труб с гладкими (невысаженными) концами, изго­ товленных по ГОСТу, максимальное усилие, которое разрушает резьбовые соединения в момент, когда напряжения в металле со­ ответствуют пределу текучести, определяют по формуле

1+ - J - ctg(a +(p)

Для труб с высаженными наружу концами усилия в теле трубы в момент, когда напряжения в металле соответствуют пределу текучести, запишем в виде

Здесь Р', Р" —усилия, разрушающие резьбовые соединения, соответственно для труб с гладкими и высаженными наружу концами, кН; 5Г — толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки резьбы в зацеплении, м (см. табл. 6.1); Dcp —сред­ ний диаметр трубы по первой полной нитке резьбы в зацеп­ лении, м (табл. 6.2); ст —предел текучести материала труб при растяжении, МПа (табл. 6.3); / —длина резьбы до основной плос­ кости (нитки с полным профилем), м (см. табл. 6.2); а —угол, об­ разованный между направлением опорной поверхности резь­ бы и осью трубы, а = 1,0625 рад; <р —угол трения, <р = 0,306 рад; D, d —внешний и внутренний диаметры трубы, м.

Напряжения в трубе не должны превышать предельных зна­ чений, которые определяются по формулам (6.14)—(6.15).

При использовании труб, изготовленных по стандартам Американского нефтяного института (АНИ), дополнительно учитывают их способность противодействовать напряжени­ ям, возникающим под действием внутреннего давления. На­ именьшее сминающее давление для сталей разных марок определяют по формулам (при условии, что выполняется со­ отношение D/5 < 14, где D — внешний диаметр труб, 8 — толщина стенки).

Для сталей Н-40 и J-55:

436

(6.16)

для сталей С = 75:

(6.17)

для сталей марки Н = 80:

(6.18)

для сталей марки Р = 105:

(6.19)

где сттср - средний предел текучести материала трубы, МПа.

Предельное значение давления в трубах (при условии спо­ собности противодействовать сминающим давлениям)

где 1,25 — коэффициент запаса прочности на сопротивле­ ние смятию.

Наименьшее внутреннее давление, при котором напряже­ ние в теле трубы достигает предела текучести, определяют по формуле

(6.21)

где 0,875 —коэффициент, учитывающий отклонение толщи­ ны стенки (12,5%); ar m,n —наименьший предел текучести мате­

риала трубы, МПа (см. табл. 6.3).

Реальное давление в колонне НКТ не должно превышать значений, которые определяются по формулам (6.20)—(6.21).

Коэффициент запаса прочности на сопротивление труб внутреннему давлению обычно принимают за единицу, в свя­ зи с чем при определении допустимых значений внутреннего давления можно использовать формулу (6.21).

Нагрузку растяжения, при котором напряжение в теле тру­

437

Значение реальной нагрузки на колонну не должно превы­ шать Рт, значение которой определяют из уравнения (6.22).

Формулы (6.13) —(6.22) используют при выполнении конт­ рольных расчетов на прочность колонны НКТ конкретной кон­ струкции (табл. 6.4). Часто необходимо решить обратную зада­ чу, касающуюся выбора конструкции колонны соответственно с заранее определенными условиями ее эксплуатации. При про­ ведении проектных расчетов предварительно принимаем мак­ симально возможный диаметр колонны для условий конкрет­ ной скважины и определяем усилия Р' разрушения резьбовых соединений по формуле (6.14).

Допустимую глубину подвески колонны рассчитывают по приближенной формуле, которая учитывает нагрузку только от действия собственного веса колонны и давления у выхода бурового насоса:

P'-kFTPp 1ш =-----(6.23)

где к —коэффициент запаса прочности для труб, который при­ нимают равным 1,3—1,5; р„ —давление на выкиде линии бурово­ го насоса [р? = 35—40 МПа); q — вес 1 м трубы, Н (см. табл. 6.1).

Конструкцию колонны считают определенной, если допус­ тимая глубина подвески труб принятого диаметра больше глу­ бины скважины.

Т а б л и ц а 6.3

Механические свойства сталей различных групп прочности для изготовления НКТ

440